京津冀绿色电力市场化交易规则：可再生能源发电企业之间可以自主进行交易合同电量转让（发电权）

第十五条 电力调度机构的权利和义务

（一）负责绿色电力交易的安全校核；

（二）按照调度规程实施电力调度，负责系统实时平衡，确保电网安全；

（三）向电力交易机构提供安全约束条件和基础数据，配合电力交易机构履行市场运营职能；

（四）合理安排电网运行方式，保障可再生能源企业优先发电；

（五）按规定披露和提供电网运行的相关信息；

（六）其他政策法规所赋予的权利和义务。

第三章 市场准入及退出

第十六条 参与绿色电力市场化交易的电力用户为电采暖用户、冬奥会场馆设施、电能替代用户和高新技术企业用户，电力用户类型界定按照地方政府电力管理部门制定的细则执行。

电力用户可自主参与交易或由售电公司以“分表计量、集中打包”的方式代理开展交易。其中，电采暖用户可由电网企业代理，冬奥会场馆设施由北京冬奥组委委托属地省级电网企业代理参与绿色电力交易。

市场开展初期电采暖用户范围原则上仅限张家口地区。

第十七条 电力用户准入条件

进入市场用户应符合国家产业政策，满足绿色发展要求，有利于京津冀地区产业布局、结构调整和优化升级。地方政府电力管理部门结合市场规模和准入条件，以鼓励电采暖用户、冬奥会场馆设施、电能替代用户和高新技术企业参与交易的原则，出台辖区内电力用户的具体准入细则，实施准入管理。

第十八条 可再生能源发电企业准入条件

（一）按照风电、太阳能等可再生能源开发利用规划建设、依法取得电力业务许可证（发电类）；

（二）接入电网、已并网运行的可再生能源发电项目；

（三）符合相关并网技术标准。

第十九条 售电公司的准入条件及管理办法依照《售电公司准入与退出管理办法》（发改能源〔2016〕2120 号）文件要求，由地方政府电力管理部门另行制定。

第二十条 进入绿色电力市场化交易的电力用户应保持相对稳定，不得随意退出市场。

第二十一条 发生以下情况，电力用户、可再生能源发电企业应退出绿色电力交易市场：

（一）企业经营范围发生变化，不符合绿色电力交易市场准入条件的；

（二）违反国家电力或环保政策并受到处罚的；

（三）发生不可抗力，严重影响企业的生产、经营活动的；

（四）拖欠直接交易及其他电费一个月以上的；

（五）依法被撤销、解散，依法宣告倒闭、破产、歇业的；

（六）其他特殊原因。

第二十二条 对于不履行市场义务的市场主体，相关管理部门将责令其退出市场并公示。市场主体进入市场后退出的，原则上 3 年内不得参与电力市场交易，并由地方政府电力管理部门向社会公示。市场主体退出市场应按有关规定承担相应违约责任。

第四章 交易周期和方式

第二十三条 现阶段主要以年度和月度为周期开展市场化交易，绿色电力交易可采用双边协商和挂牌方式进行。

第二十四条 电采暖用户及国家发展改革委、国家能源局相关文件明确的张家口地区相关行业高新技术企业纳入挂牌交易。电能替代用户、高新技术企业纳入双边协商交易。

第二十五条 所有准入的电力用户原则上需全电量参与市场化交易，其全部用电量按市场规则进行结算，不再执行目录电价。

第二十六条 可再生能源发电企业之间，可以自主进行年度和月度的交易合同电量转让（发电权）。售电公司之间及电力用户之间，暂不开展交易合同电量转让。

第二十七条 合同电量转让（发电权）交易价格为合同电量的出让或者买入价格，由双方协商确定。合同电量转让交易不影响出让方原有合同的价格和结算，京津唐电网网内合同电量转让不额外收取输电费和网损。

第二十八条 双边交易价格为发电侧价格，挂牌交易价格为代理用户的省级电力公司或售电公司提出的挂牌交易发电侧价格。用户侧购电价格由交易价格、国家价格主管部门批复的输配电价、政府性基金及附加组成。如遇国家调整电价，则按照规定进行相应调整。

第二十九条 绿色电力市场化交易输配电价按照国家有关部门的批复执行。发电企业交易结算电量按用户侧实际用电量计算。

第三十条 直接参与交易和通过电网企业或售电公司代理参与交易的峰谷电价电力用户，继续执行峰谷电价，直接交易电价为平段电价，按现行时段划分及浮动幅度分别计算峰、谷电价。当地政府价格主管部门有相关规定的，按照规定执行。

第三十一条 电网公司代理用户参与交易的，其购电价格与政府定价的正负偏差，均由电网公司承担。

第五章 交易组织

第三十二条 市场开展初期，每年 11 月 1 日前由河北省发展改革委根据冀北地区可再生能源规划建设、并网运行实际情况测算次年可再生能源保障性收购年利用小时数（发电量口径），并由河北省发展改革委上报国家能源局批准，确定次年京津唐电网可再生能源保障性收购年利用小时数。待北京、天津可再生能源发电企业参与市场化交易后，京津唐电网可再生能源保障性收购年利用小时数由三地政府相关部门测算并协商一致后上报国家能源局批准。

国家发展改革委、国家能源局相关文件明确的张家口地区风电企业保障性收购年利用小时数以上的电量原则上应全部纳入京津冀绿色电力市场化交易。

第三十三条 电力交易机构依据京津唐电网当年各月份可再生能源发电情况（11、12 月可采用预测数据），将次年保障性收购年利用小时数进行月度分解，并依此生成可再生能源发电企业月度保障性电量，可再生能源包括风电和光伏，月度分解分别计算。

（一）第 i 个月保障性收购利用小时数计算公式如下：

第 i 个月保障性收购利用小时数=（京津唐电网当年第 i 个月可再生能源发电量/京津唐电网当年可再生能源总发电量）×次年保障性收购年利用小时数

（二）可再生能源发电企业第 i 个月保障性收购电量计算公式如下：

可再生能源发电企业第 i 个月保障性收购电量=次年第 i 个月保障性收购利用小时数×可再生能源发电企业装机容量

第三十四条 每年 11 月 20 日前，电力交易机构会同电力调度机构将次年保障性收购年利用小时数月度分解结果和可再生能源发电企业月度保障性电量在交易平台予以发布。年中投产的可再生能源发电企业保障性收购年利用小时数按照其投产后剩余月份计算确定。

第三十五条 国家能源局华北监管局于每年 11 月 25 日前确定次年绿色电力市场供需比。电力交易机构会同电力调度机构根据次年可再生能源发电量预测和保障性收购年利用小时数月度分解结果，按照确定的供需比，于每年 11 月 28 日前确定参与绿色电力交易的用户次年年度交易电量总规模、张家口电采暖用户采暖季预期用电规模和冬奥会场馆设施的预期用电规模。绿色电力市场供需比暂定为 1.2，后续根据市场运行情况每年进行调整。

第三十六条 北京电力交易中心于每年 11 月 30 日前将扣除张家口电采暖和冬奥会场馆设施用电量后的用户次年年度交易电量规模，按规则分配至北京、天津、冀北和冀南，作为各地交易电量规模上限。在冀北交易电量规模内，对张家口地区的电能替代用户和高新技术企业给予一定倾斜，具体由河北省政府相关部门确定。

条件成熟后，过渡为根据上个月的平均低谷负荷、当月预计增加的低谷负荷、虚报上月增量给予的惩罚容量等因素，按月确定各地参与交易的用户电量规模。

第三十七条 在各类交易开始前，电力调度机构应当按照规定及时提供关键通道输电能力、关键设备检修计划等电网运行相关信息。

第三十八条 每年 12 月初北京电力交易中心会同各省（市）交易机构开展绿色电力年度双边交易。市场主体达成的次年年度双边交易意向，应于 12 月 20 日前通过交易平台提交电力交易机构。年度交易意向应提供月度分解电量。

第三十九条 每月原则上 15 日开展月度挂牌交易。代理用户的电网公司或售电公司，可通过交易平台提出挂牌交易申请，包括交易电量和交易发电侧价格。可再生能源发电企业自主申报认购，按照时间先后顺序形成交易意向。

第四十条 每月原则上 16 日（12 月除外）开展月度双边交易，可再生能源发电企业将其与电能替代用户、高新技术企业、售电公司达成的次月双边交易意向，通过交易平台提交电力交易机构。

第四十一条 每月原则上 17 日（12 月除外）开展年度双边交易的次月及后续月份合同电量转让交易，交易标的为已通过安全校核并签订合同的交易电量。交易双方通过交易平台提交电力交易机构。

第四十二条 每月 20 日前由北京电力交易中心负责将各类交易意向提交华北电力调控分中心进行安全校核。华北电力调控分中心会同相关电力调度机构开展安全校核并在3个工作日内返回安全校核结果。

第四十三条 北京电力交易中心应于安全校核结果返回当日向市场主体发布通过安全校核的交易结果。

第四十四条 参与交易的可再生能源发电企业，以项目期次为报价单元参与交易（以电力交易平台结算单元为准），以同一调度名称场站的注册企业为单元进行结算。

第四十五条 为合理确定参与交易的可再生能源发电企业中标电量，可对参与报价的项目期次申报发电能力设置上限，并定期调整。

第四十六条 市场主体如对交易结果有异议，应在结果发布 1 个工作日内向交易机构提出异议，由电力交易机构会同电力调度机构及时给予解释和协调。市场主体对交易结果无异议的，应在结果发布1个工作日内通过技术支持系统返回成交确认信息，逾期不返回视为无意见。